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随着对页岩气勘探开发研究的不断深入，中国页岩气勘探理论及实践均取得了巨大突破，2014年焦石坝地区涪陵页岩气田的建成投产标志着中国首个具有商业产能页岩气田的诞生[1]。页岩气作为一种非常规油气，其聚集及成藏机理复杂，不同沉积环境下页岩气的生成、聚集成藏和后期保存等具有明显差异[2]。四川盆地页岩层发育广泛，沉积构造环境复杂，页岩气的勘探和开发均取得一定的成功。川东南丁山地区是近年来四川盆地页岩气勘探的重点地区，但在生气条件和储集条件相同的条件下，研究区同一区域相同层位页岩气井的单井日产气量却具有较大差异。不同学者对川东南页岩气的生成条件、富集形式、有机地化特征和储层特征等进行了大量研究[3-9]，但对页岩气保存条件的研究相对缺乏，这也是制约川东南页岩气勘探开发的一大因素；因此，明确川东南丁山地区页岩气的保存条件，对下阶段勘探开发井位部署具有重要的指导意义。为此，以川东南丁山地区龙马溪组页岩为研究对象，分析其构造演化特征、断裂展布及规模、地层压力特征和页岩顶底板条件等，并结合页岩层的含气性，对研究区页岩气的保存条件进行探讨，以期为相似地区的页岩气勘探提供参考。
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1 区域地质特征
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川东南丁山地区位于四川盆地的盆缘地带，地理位置处于重庆市和贵州省的交界处，其主体由华蓥山大断裂、古蔺断裂、南川-遵义断裂和齐岳山隐伏断裂相互切割控制所形成（图1）。研究区构造环境极为复杂，横跨川东高陡褶皱带和川南低缓褶皱带[3]，川东南北部与呈弧形的大巴山构造带相对冲，南部与黔北断褶带相接[10]，整体表现为一系列宽缓向斜和紧闭背斜相间排列的构造格局；且受多期构造运动叠加改造的影响，其褶皱展布方向具递变规律，显示由NNE展布向NNW渐变。研究区位于林滩场—丁山NE向构造带上，地层出露具有厚度大、时代老以及出露完整的特点，除缺少泥盆系和石炭系，震旦系至古近系均有出露。研究区页岩气勘探开发层位主要为志留系龙马溪组下段和奥陶系五峰组，对地层沉积特征具有显著影响的构造运动包括2次构造抬升和1次沉降过程；志留纪研究区水体安静，沉积一套厚度大、有机质丰度高的页岩层； 志留纪晚期，受云南和东吴运动的影响，研究区结束沉降，进入快速隆升阶段，地层遭受剥蚀；至二叠纪，研究区沉积环境演变为碳酸盐岩台地沉积，形成泥晶灰岩层，成为页岩的上覆地层。
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图1 川东南丁山地区区域构造位置
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Fig.1 Regional geological map of Dingshan area in Southeastern Sichuan
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2 构造因素对页岩气保存条件的影响
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研究区志留系页岩层沉积后经历长时间、多期次的构造演化，属于南方多期次构造作用强烈破坏区域[11]。沉积厚度较大的页岩层可作为自身的盖层，但强烈的构造作用会破坏封盖条件，造成页岩气逸散，对页岩气保存条件的影响主要表现在不同期次构造作用引起的地层抬升、褶皱和断裂的形成。
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2.1 断裂发育特征
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2.1.1 断裂发育期次及规模
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不同期次的构造运动及其产生的不同规模断裂对页岩气的保存条件具有重要影响，但二者的影响程度具有差异[12-13]。不同期次的构造运动对页岩气保存条件的影响表现为主构造运动时期与主生烃期的时间配置关系，主生烃期之后发生的大型构造运动引起的地层快速抬升和大型断裂易造成页岩气逸散，破坏已形成的页岩气藏，不利于页岩气保存。而断裂的规模对页岩气保存条件的影响表现在不同规模的断裂对页岩层及其顶底板条件的破坏程度存在差异，大型断裂通常会贯穿、错断页岩层及其顶底板地层，导致不同岩性的地层错动，使得页岩层与其他地层连通，同时大型断裂自身也会成为页岩气逸散的通道，造成页岩气的横向和垂向逸散运移；而小型和微型断裂一方面可以增加页岩气的储集空间，使得吸附气解析，增加页岩气产量，另一方面由于未切穿顶底板地层，不能作为页岩气逸散的通道，有利于页岩气保存。
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川东南丁山地区发育的裂缝可以分为3个期次、2种规模。第1期和第2期裂缝形成于主生烃期之前，且主要被黄铁矿和方解石等矿物充填[14]，降低了裂缝的连通性，有利于页岩气保存；第3期裂缝形成于主生气期之后，主要为未充填状态，连通性强，有利于页岩气聚集，但不利于页岩气保存。而断裂规模会影响岩体的破裂程度，根据岩体破裂准则，采用岩石破坏接近程度值[15] （η）综合评定页岩层的破裂程度（表1）。根据研究区裂缝的实际发育情况，当 η＜1时，页岩层处于裂缝不发育状态；当 η≥1时，页岩层处于裂缝发育阶段，随着 η 值的增大，裂缝发育程度也逐渐增强。根据岩石破坏接近程度值，可以将丁山地区龙马溪组页岩层划分为Ⅰ 级、Ⅱ级和Ⅲ级破碎区。丁山地区不同页岩气井所钻遇的页岩层埋深不同，其岩石的泊松比和弹性模量也不同，是造成页岩层裂缝发育规模和发育程度存在差异的重要因素。
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齐岳山隐伏断裂作为一级断裂对研究区的构造格局具有决定作用，其切穿页岩层的顶底板，错断志留系页岩层，控制裂缝发育规模。在齐岳山隐伏断裂逆冲推覆过程中，附近地层发育大量的次级逆断层和小型裂缝；且距齐岳山隐伏断裂越远，断裂的发育程度也越差。对研究区裂缝发育规模进行模拟（图2），将页岩气井投影于模拟结果上，发现丁页1和丁山1井距齐岳山隐伏断裂较近，位于一级裂缝发育区，野外露头和岩心观察均显示该区域以高角度剪切缝为主，裂缝发育程度相对较高；而丁页2和丁页3井距齐岳山隐伏断裂较远，处于二级裂缝发育区，以发育较小尺度裂缝为主，未与大型断裂连通，页岩气不会沿裂缝发生逸散，增大了页岩层的连通空间，有利于页岩气的运聚、保存；丁页4井处于三级裂缝发育区，岩心观察和FMI成像测井结果显示其页岩层以发育大量开启的微裂缝为主，该井在研究区单井日产气量最高，位于页岩气保存的有利地区。
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图2 川东南丁山地区裂缝发育规模模拟结果
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Fig.2 Simulation of fracture development in Dingshan area，Southeastern Sichuan
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丁山地区断裂发育规模主要受齐岳山隐伏断裂控制的小型逆断层影响，这些小型逆断层未切穿页岩层，研究区已钻井距这些小型逆断层较近。当已钻井距这些逆断层超过2km时，有利于页岩气的保存；且实际勘探结果表明，研究区页岩气高产井距大型断裂（断距大于150m）均超过2km。
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2.1.2 断裂展布（倾角）模式
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除断裂发育规模外，断裂展布模式也对页岩气的保存条件产生影响。受不同地质时期不同方向构造应力的共同作用，丁山地区地表裂缝展布主要有NNE，NNW和近NS向3个优势走向。根据裂缝充填程度和充填矿物的不同，可以将研究区发育的裂缝分为高导缝和高阻缝2类；其中，高阻缝多被方解石等矿物充填，封闭性较好，可阻止页岩气逸散，有利于页岩气保存；高导缝可以作为页岩气的储集空间和运移通道，不利于页岩气保存，且纵向延伸较长的高导缝是页岩气纵向逸散的通道，也不利于页岩气保存。现今最大水平主应力大小及方向对页岩气的保存具有直接影响。由于研究区的构造环境复杂，不同钻井的最大水平主应力方向亦存在差异；最大水平主应力的方向与裂缝走向的夹角决定断裂的封闭性。陈永桥等认为断层封闭性与最大水平主应力方向和断裂走向之间的夹角呈正相关关系[11]。结合前人对断层封闭性影响因素的研究成果[1-3，5-14，16-21]，根据最大水平主应力方向与断裂走向之间夹角的大小将断裂封闭性划分为4个等级。当最大水平主应力方向与断裂走向之间的夹角为60°～90°时，断裂封闭性最好；当夹角为45°～60°时，断裂封闭性好；当夹角为25°～45°时，封闭性差；当夹角小于25°时，断裂不具有封闭性；因此，实际应用过程中将夹角为45°作为断裂能否有效封堵油气的临界值。分析丁山地区已钻井附近断裂走向与最大水平主应力方向的夹角（表2，图3）发现，在研究区高产页岩气井丁页2和丁页4井钻遇的断裂中，与最大水平主应力方向的夹角大于45°的断裂分别占75%和100%，表明这2口井所钻遇的断裂具有良好的封闭性；而日产气量较低的丁页1井钻遇的断裂中，夹角大于45°的断裂所占比例较低。总之，当断裂走向与最大水平主应力方向夹角大于45°时，地应力的存在使得断裂的封闭性较好，有利于断裂对页岩气的封堵；当二者夹角小于45°时，断裂不能对页岩气形成有效的封堵，可作为油气运移的通道，不利于页岩气保存。
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图3 川东南丁山地区断裂走向与最大水平主应力方向的夹角
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Fig.3 Distribution of fracture strike and its angle with maximum principal stress angle in Dingshan area，Southeastern Sichuan
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2.2 构造部位及形态
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丁山地区为川东南发育的2个构造转换带之一，在地层剖面上表现为单斜形态，受齐岳山隐伏断裂影响，地层发生半褶皱变形，形成研究区典型的挠曲斜坡构造（图4）。研究区丁页2和丁页4井获得页岩气高产与挠曲构造具有一定相关性，挠曲的形成可阻挡页岩气的横向运移，有利于页岩气保存。
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图4 川东南丁山地区构造部位及形态示意
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Fig.4 Schematic diagram and shape of stratum structure in Dingshan area，Southeastern Sichuan
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3 非构造因素对页岩气保存条件的影响
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前人研究成果[1-11，13-18] 表明，对页岩气保存条件具有较大影响的非构造因素主要有页岩层的顶底板条件、埋深与地层压力系数、水文地质条件、构造期次与主生烃期的配置关系、热变质作用等。根据研究区的实际勘探情况，选取对页岩气保存条件具有较大影响的顶底板条件、埋深与地层压力系数、水文地质及气体组分条件进行分析。
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3.1 顶底板条件
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顶底板条件是阻碍页岩气垂向运移散失的关键因素，也影响着开发过程中的水力压裂效果[5]。顶底板条件为直接覆盖在页岩层上部的地层以及与页岩层接触的下伏地层，这类地层的孔隙度和渗透率均较小，断裂相对不发育，对页岩气的垂向逸散起到阻挡作用。页岩层顶底板的岩性多样，致密砂岩、膏盐层、碳酸盐岩等均可作为页岩气的顶底板。
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川东南丁山地区主要发育奥陶系五峰组页岩层和志留系龙马溪组页岩层。与五峰组页岩层直接接触的下伏地层为奥陶系宝塔组，以灰岩和瘤状灰岩为主，较致密；宝塔组灰岩的平均孔隙度仅为1.5%，小于灰岩储层孔隙度的临界值（为2%），渗透率为0.013mD，突破压力为67.8MPa，属于致密灰岩，可以作为页岩层底板。而页岩层的顶板条件则相对复杂，龙马溪组一段页岩层的有机质含量高，二段和三段由于有机质含量较低，其脆性矿物含量也较低，地层塑性相对较强、厚度大且裂缝欠发育，常作为自身的封盖层；而龙马溪组页岩层的上覆地层为石牛栏组泥质灰岩，其泥质含量高，孔隙度为0.59%，渗透率为0.002 6mD，突破压力为76.1MPa，可以有效地阻止页岩气的垂向逸散，为有利的页岩层顶板条件。
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3.2 埋深及地层压力系数
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埋深及地层压力系数控制页岩层是否具有超压，能否形成压力封存箱。页岩层埋深过浅，易导致页岩气散失，不利于保存，而埋深过大又会造成开发成本增加，因此埋深适中、地层压力系数较大的区域为页岩气保存的有利区。胡东风等对比分析四川盆地及周缘下古生界地层压力系数与产气量之间的关系，认为页岩气日产气量与地层压力系数呈对数关系[17]。川东南丁山地区页岩层的埋深为1 000～4 500m，根据中国页岩层有利勘探深度和地层压力系数划分标准，认为研究区丁山鼻状构造优质页岩的整体埋深为1 500～4 500m，将地层压力系数大于1.2的地区划分为有利地层压力系数区[18]。研究区丁山1和丁页1井龙马溪组页岩层的埋深约为2 000m，相对较浅，地层压力系数小于1.2；丁页3井龙马溪组页岩层的地层压力系数虽然大于1.2，但由于埋藏浅，气体逸散作用强，造成日产气量较低；而丁页2和丁页4井龙马溪组页岩层的埋深在3 000m以下，地层压力系数大于1.2，均获得较高的日产气量，表明研究区地层压力系数与保存条件之间具有良好的相关关系。
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3.3 水文地质及气体组分条件
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地层水水型、氢氧同位素比值及气体组分可间接指示地层的封闭性。保存条件良好的页岩层的水型以CaCl2和NaCl型为主，而水型以NaHCO3和Na2SO4型为主的页岩层，其地层水与大气水相贯通，保存条件差。丁山地区地层水化验分析结果显示，其地层水主要为CaCl2型，表明地层与地表的连通性差，氯离子含量高，页岩层的封闭条件较好。地层水中的氢氧同位素比值可以指示地层卤水来源，常采用地层卤水中氘与O18含量的比值来确定地层卤水来源。如果该比值位于大气降水线的下方，表示地层卤水来源于原生地层水的浓缩变质；如果该比值分布于大气降水线的上方和两侧，则表示地层卤水与地表水存在交换（图5），间接指示页岩层的保存条件较差[4]。丁山地区地质流体中的氢氧同位素比值主要分布于大气降水线的下方，少量分布于大气降水线的上方，表明研究区页岩层的保存条件具有分带特征，整体保存条件良好。除地层水分析外，页岩气组分亦可以间接地反映地层与大气的连通性，常用指标为天然气组分中CO2和N2含量；当天然气组分中CO2和N2含量较高时，表明地层与大气之间的连通性较好。分析丁页1和丁页2井的页岩气组分，发现2口井的甲烷含量均超过98%，乙烷和丙烷含量少，均不含H2S；其中，丁页1井CO2和N2含量分别为0.35%和0.39%，丁页2井CO2和N2含量分别为0.55%和0.4%。中外勘探开发成功盆地的地层水水型和页岩气组分分析结果显示，Michigan盆地的Antyim页岩和Appalachian盆地的Ohio页岩的地层水水型为Na2SO4型，页岩气组分中N2含量为42%～90%，表明其页岩层与大气的连通性较好，保存条件较差；而Fortworth盆地页岩气组分中N2含量为0.98%～7.56%[4]，表明其页岩层不存在大气水与地表水的频繁交替，保存条件良好；而丁山地区页岩气组分中N2含量远低于Fortworth盆地，表明其页岩层与大气的连通性较差，保存条件良好。
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图5 中外页岩气盆地地层水中的氢氧同位素比值分布特征（据文献[4]修改）
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Fig.5 Rate of hydrogen and oxygen isotope characteristics in formation water in shale gas basins in China and overseas （modified according to reference[4]）
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4 页岩气保存条件综合评价
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对于海相页岩气，其页岩层的顶底板条件、埋深及地层压力系数、水文地质及气体组分条件等均为页岩气保存条件综合评价的关键因素；因此，在对丁山地区页岩气保存条件的综合评价过程中，不应仅根据单一影响因素对研究区整体的保存条件进行评定，而应根据实际资料对单一影响因素进行合理赋值，采用综合评价指标来评定研究区页岩气的保存条件。众多学者[6-8，12-14，16-25] 针对页岩气保存条件的评价指标及赋值方式存在差异。汤济广[20] 对川东南地区龙马溪组海相页岩保存条件评价时，采用对顶底板条件、构造部位、断裂发育、裂缝间距和地层厚度等影响因素进行综合赋值，各因素赋值分别为0.25，0.2，0.3，0.1和0.2。杨淑雯在对川东南页岩气保存条件评价时，主要以顶底板条件、断裂作用、上覆厚度和构造形态作为评价指标，其赋值分别为0.2，0.3，0.2和0.3 [21]。而丁山地区由于构造环境的特殊性，其页岩气保存条件的影响因素及其赋值也具有特殊性。
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研究区构造形态主要受齐岳山隐伏断裂的活动控制。其优质页岩层的下伏底板为碳酸盐岩，渗透率小，突破压力高；而上覆顶板条件复杂、裂缝不发育，龙马溪组一段和二段页岩层相对塑性好且厚度大，是优质页岩层的直接盖层，且须家河组和三叠系膏盐层构成良好的顶板条件。综合分析认为构造部位、断裂发育特征及地层压力系数等对丁山地区页岩气的保存具有最直接、最重要的影响。距齐岳山隐伏断裂较近的丁页1和丁山1井由于断裂发育程度高，地表水易下渗，导致保存条件较差；而距齐岳山隐伏断裂相对较远的丁页4和丁页2井的地层埋深适中，地层压力系数大，大型断裂不发育，保存条件相对较好。根据丁山地区已钻井测试及日产气量分析结果，对页岩气保存条件各影响因素的赋值如下：构造部位及形态（0.25）、断裂发育特征 （0.3）、顶底板条件（0.15）、埋深与地层压力系数 （0.2）、水文地质条件（0.1）。综合分析认为丁山地区龙马溪组页岩层的整体保存条件良好，构造运动引起的构造部位及形态、断裂发育特征以及由其引起的水文地质条件和顶底板条件的破坏是影响保存条件的最主要因素；在距齐岳山隐伏断裂较近的区域，地层破坏强烈，断裂较为发育，对顶底板条件的破坏也相对较严重，造成气体逸散和地表水下渗，不利于页岩气的聚集和成藏；而距齐岳山隐伏断裂较远的区域，断裂发育程度相对较差，地层埋深大、塑性强，断裂对顶底板条件的破坏程度弱，有利于页岩气保存；因此，距齐岳山隐伏断裂较近的丁页1和丁山1井的页岩气保存条件差于距齐岳山隐伏断裂较远的丁页2、丁页4和丁页3井，下步井位部署应选择与齐岳山隐伏断裂距离适中、断裂相对较发育的地区。
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5 结论
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川东南丁山地区经历多次构造运动改造，其页岩气的保存条件明显受齐岳山隐伏断裂控制，具有分带性；距齐岳山隐伏断裂较近地区的断裂发育程度高，地层埋深浅，保存条件相对较差；距齐岳山隐伏断裂较远地区的地层埋深适中，地层压力系数大，盖层条件优越，为页岩气有利保存区。构造部位及形态和断裂发育特征是制约丁山地区页岩气保存条件的主要因素。研究区剖面显示为单斜构造形态，对页岩气保存条件的综合评价须结合断裂发育特征、构造部位及形态、顶底板条件、埋深及地层压力系数和水文地质条件等因素，因此对页岩气保存条件的评价主要从断裂发育特征、构造部位及形态和埋深及地层压力系数等5个因素进行综合评价。通过对各影响因素进行赋值，认为研究区丁页2、丁页3和丁页4井的综合评价权值较高，为有利的页岩气保存区；而丁页1和丁山1井的综合评价权值低，构造破坏强烈，不利于页岩气保存；因此，下步井位部署应优选综合评价权值较高的地区。
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摘要
川东南丁山地区是近年来四川盆地页岩气勘探开发的重点地区，保存条件是决定页岩气形成后能否富集成藏的关键因素。通过分析断裂特征、构造部位及形态等构造因素和顶底板条件、埋深与地层压力系数、水文地质及气体组分条件等非构造因素，对川东南丁山地区页岩气的保存条件进行研究。结果表明：研究区页岩气保存条件具有明显的分带特征。距齐岳山隐伏断裂较近区域的页岩层埋藏浅、地层压力系数小，保存条件差；距齐岳山隐伏断裂较远处的页岩层埋深适中、地层压力系数较大，保存条件良好。构造部位和断裂发育特征是制约丁山地区页岩气保存条件的重要因素，构造部位决定断裂发育程度和地层压力系数，断裂走向及其与最大水平主应力方向的夹角决定地层的封闭性和水文地质条件。距齐岳山隐伏断裂较远处的页岩层以逆断层发育为主，与最大水平主应力方向的夹角以大于45°为主，可以有效抑制页岩气的垂向逸散；距齐岳山隐伏断裂较近处的页岩层，由于断裂过于发育，切穿顶底板地层，有利于页岩气的垂向逸散，保存条件差。
Abstract
Dingshan area is a hot field in the exploration and development of shale gas in Southeastern Sichuan in recent years，preservation conditions are important for the accumulation of shale gas after its generation. Through the analysis of structure factors such as fracture characteristics，structure location and shape，and other non-tectonic factors such as shale gas roof and floor condition，depth and formation pressure coefficient，hydrogeology and gas composition，the shale gas pres- ervation condition was analyzed in the study area. The results show that the preservation condition of Dingshan area has ob- vious zoning characteristic. The shale stratus close to Qiyueshan buried fault are characterized by poor preservation condi- tions with shallow depth and small formation pressure coefficient. The shale stratus far to Qiyueshan fault are characterized by good preservation conditions with moderate depth and high stratigraphic pressure. Structure location and fracture devel- opment characteristics are the most important factors restricting the shale gas preservation in Dingshan area. Structure loca- tion determines the fracture development and formation pressure coefficient. Fault strike and its direction to the maximum horizontal principal stress determine the sealing and hydrogeological conditions of the formation. The shale stratus far away from Qiyueshan buried fault are dominated by thrust faults，and their angle with the maximum horizontal principal stress are mainly more than 45°，which can effectively suppress the vertical escape of shale gas. Faults are extensively developed close to Qiyueshan buried fault and they cut through the upper and bottom strata，which facilitate the vertical dissipation of shale gas，and lead to a poor preservation condition.
